При выполнении проектно-технологических документов на разработку нефтяных месторождений, находящихся в эксплуатации длительный период, возникает необходимость оценки эффективности реализуемой системы разработки (полноты выработки запасов), путем определения накопленной добычи нефти (остаточных запасов) на конечной стадии освоения.
Такую оценку можно выполнить с помощью геолого-гидродинамического моделирования процесса разработки месторождения (объекта) или же с помощью метода обобщенных характеристик вытеснения. Обобщенные характеристики вытеснения представляют собой эмпирические методы прогнозирования, основой которых является аппроксимация той или иной зависимости между накопленной добычей нефти и жидкости и их производными (добыча воды и обводненность):
Qн = f (Qж),
где Qн, Qж – накопленные значения добываемой нефти и жидкости.
Методы характеристик вытеснения основываются на том, что при обводенности продукции скважин более 50 % тенденция обводнения при неизменности системы разработки считается сложившейся, и зависимость между накопленной добычей нефти и жидкости можно описать монотонно возрастающей функцией.
При оценке потенциально извлекаемых запасов с помощью характеристик вытеснения исходят из соображения, что с увеличением времени разработки (t → ∞) и, следовательно, накопленной добычи жидкости (Qж → ∞), содержание нефти в жидкости стремится к нулю (fн → 0), а накопленная добыча нефти стремится к конечной величине, равной потенциально извлекаемым запасам.
Достоинством методов характеристик вытеснения является:
- простота;
- возможность прогноза по минимуму исходной геолого-физической информации;
- определение извлекаемых запасов нефти без предварительного знания геологических запасов и проектного КИН;
- автоматический учет особенностей реализуемой системы и технологии разработки.
Существует большое количество характеристик вытеснения, однако по данным [1-5] наибольшая точность определения потенциально извлекаемых запасов по данным эксплуатации обеспечивается методами, приведенными в таблице 1.
Таблица 1. Методы характеристик вытеснения
|
№ п/п |
Метод |
Функциональная зависимость |
|
1 |
Г.С. Камбарова, Д.Г. Алмамедова |
Qн(t) = а – b/Qж(t) |
|
2 |
С.Н. Назарова, Н.В. Сипачева |
Qж/Qн(t) = a + b*Qв(t) |
|
3 |
А.А. Казакова |
Qн(t) = a + bQж-с(t) |
|
4 |
В.Д. Лысенко |
|
|
5 |
В.М. Ревенко |
|
Здесь Qж, Qн, Qв – накопленные в пластовых условиях объемы добычи жидкости, нефти и воды, соответственно; a, b, c – коэффициенты, получаемые путем аппроксимации фактических данных.
При использовании одних и тех же исходных данных разница в оценках данными методами может быть существенной, поэтому на практике чаще всего используется среднее значение по всем используемым методам характеристик вытеснения.
Мегионское нефтяное месторождение введено в разработку в 1964 г.
С начала разработки на месторождении на 01.01.2011 г. отобрано 70016,7 тыс.т нефти и 273566,6 тыс.т жидкости. Отбор от НИЗ составил 77% при обводненности 91,4%.
По состоянию на 01.01.2011 г. в активной разработке находятся объекты АВ1-2, БВ8, БВ10, ЮВ11.
В проектном документе оценка выработки запасов в целом по месторождению и по объектам при сложившейся системе разработки осуществлялась с помощью характеристик вытеснения (таблица 2).
Таблица 3. Оценка накопленной добычи нефти Мегионского месторождения
|
Объект |
Камбаров, Алмамедов |
Назаров, Сипачев |
Лысенко |
Ревенко |
Среднее |
|
Месторождение |
82360 |
83484 |
79824 |
80217 |
81471 |
|
АВ1-2 |
8378 |
9115 |
8018 |
7804 |
8329 |
|
БВ8 |
62205 |
61563 |
60666 |
61750 |
61521 |
|
БВ10 |
5149 |
5585 |
6513 |
6642 |
5972 |
|
ЮВ1 |
3735 |
3863 |
- |
3470 |
3689 |
На рис. 1 представлена оценка выработки запасов через средний дебит действующих скважин в целом по Мегионскому месторождению и по основному по запасам объекту БВ8, на рис.2 – по объектам АВ1-2, БВ10 и ЮВ1.
Рис.1. Зависимость накопленной добычи нефти от среднего дебита нефти
(Мегионское месторождение в целом, объект БВ8)
Рис.2. Зависимость накопленной добычи нефти от среднего дебита нефти
(Мегионское месторождение, объекты АВ1-2, БВ10, ЮВ1)
Средние дебиты скважин по жидкости в последние годы достаточно стабильны, отклонение от среднего значения за последние 5 лет составляет 5 - 18 % (Рис.3).
Средняя оценка в целом по месторождению составила 80794 тыс.т, что укладывается в диапазон оценок по характеристикам вытеснения, отклонение от средней величины менее одного процента. Оценка по объекту БВ8 - 60676 тыс.т также укладывается в диапазон оценок по характеристикам вытеснения с отклонением от среднего значения чуть более одного процента.
Рис.3. Средний дебит жидкости (объекты Мегионского месторождения)
Единственным объектом, по которому оценка по среднему дебиту не попала в диапазон определений по характеристикам вытеснения является АВ1-2, разница со средним значением составляет (+10%), по БВ10 - (-8%), однако и разница в результатах расчета по характеристикам вытеснения по АВ1-2 составляет 14%, по БВ10 - 22%.
Необходимо отметить, что по объекту АВ1-2 имеется серьезное несоответствие между отбором нефти от НИЗ (60,7%) и обводненностью 92,8%, по объекту БВ10 соответственно 43 и 66.8%.
Таким образом, проведенное сравнение результатов расчета возможной выработки запасов Мегионского месторождения по характеристикам вытеснения и по динамике среднего дебита нефти показывает достаточно хорошее согласование.
Приведенные результаты оценки накопленной добычи нефти (извлекаемых запасов) по динамике изменения среднего дебита действующего фонда скважин свидетельствуют как о возможности контроля за достоверностью определения данных параметров по характеристикам вытеснения, так и о самостоятельном использовании данного метода на определенных этапах разработки нефтяных объектов.
В первом приближении для прогноза может использоваться линейная зависимость накопленой добычи нефти от среднего дебита, которая дает минимальную оценку извлекаемых запасов.